Обеспечение безопасности, прогнозирование и разработка мероприятий по предупреждению и ликвидации чрезвычайной ситуации, вызванной аварией на магистральном нефтепроводе

1.7 Превентивные мероприятия, проводимые в режимах повседневной деятельности и повышенной готовности на магистральных нефтепроводах

Предупреждение аварий с разливов нефти достигается комплексом превентивных мероприятий, а именно:

- создание собственных формирований (подразделений) для ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов, проведение аттестации указанных формирований в соответствии с законодательством Российской Федерации, оснащение их специальными техническими средствами или заключение договоров с профессиональными аварийно-спасательными формированиями (службами);

- создание резервов финансовых средств и материально-технических ресурсов для локализации и ликвидации разливов нефти и нефтепродуктов;

- обучение работников способам защиты и действиям в чрезвычайных ситуациях, связанных с разливами нефти и нефтепродуктов;

- разработка декларации промышленной безопасности опасных производственных объектов [78];

- организация и осуществление производственного контроля за соблюдением требований промышленной безопасности на опасном производственном объекте;

- проведение корректировки планов при изменении исходных данных;

- создание и поддержание в готовности системы обнаружения разливов нефти и нефтепродуктов, а также системы связи и оповещения [78];

- проверка работоспособности автоматических систем обнаружения и оповещения о возникновении аварии на объектах;

- контроль на объекте за выполнением правил противопожарной безопасности;

- защита персонала и населения: организация системы оповещения о возникновении ЧС, обеспечение персонала индивидуальными средствами защиты, планирование проведения эвакуации;

- подготовка к привлечению при необходимости дополнительных сил и средств в соответствии с планом взаимодействия [27].

Так же для предупреждения ЧС, вызванных авариями на магистральных нефтепроводах необходимо выполнение графиков планово - предупредительного ремонта механо-технологического и энергетического оборудования и средств автоматизации и телемеханизации, обеспечение готовности технических средств, применяемых при ликвидации возможных ЧС, обеспечение готовности ремонтного персонала [78].

Для обеспечения нормальной эксплуатации трубопровода требуется целый комплекс научно-технического и аппаратно-программного обеспечения. Рассмотрим основные методы обеспечения безопасности эксплуатации магистральных нефтепроводов.

1.7.1 Информационно-экспертная система безопасной эксплуатации нефтепровода

С появлением специфических программных продуктов геоинформационных систем (ГИС) появилась возможность анализа надежности работы и управления эксплуатацией таких пространственно распределенных объектов, к которым относятся нефтепроводы, на единой графической основе [25].

Опыт внедрения ГИС технологий позволяет утверждать, что информационно-экспертная система безопасной эксплуатации нефтепроводов осуществляет следующие функции.

1) Функции сбора и накопления информации:

- накопление информации об эксплуатируемой аппаратуре нефтепровода и эксплуатационных характеристиках (тип, марка, год сдачи в эксплуатацию, паспортные данные, завод изготовитель, технологические схемы, наработка, число и виды отказов, средств электрохимической защиты, катодной защиты и др.);

- накопление информации о сроке, типе и содержании технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтах;

- накопление информации о дефектах (характеристики, развитие, степень опасности, место расположения и др.);

- описание условий прокладки и залегания трубопровода (картографическая, геодезическая, геодинамическая, геоморфологическая, геологическая, экологическая и другая информация, характеризующая трассу нефтепровода);

- точное определение местоположения на цифровой карте и на местности дефектов, характерных точек трубы, характеристик трассы нефтепровода.

2) Функции отчетности:

- формирование отчетов по установленной нормативными документами форме о работе отдельных агрегатов и узлов, составляющих трубопроводную геотехническую систему;

- формирование электронных и бумажных вариантов Паспорта нефтепровода, Технологического регламента. Отчета об охране окружающей среды и других необходимых технологических документов с автоматизацией соответствующих расчетов;

- формирование бумажных проектов и смет на ремонт отдельных участков, агрегатов и узлов нефтепровода, графиков, таблиц и справок для руководящего состава организации [25].

3) Функции экспертной системы как системы оценки надежности и принятия решений:

- сбор и представление данных о всех видах диагностики трубопроводной системы;

- расчеты долговечности трубопровода при наличии на них дефектов в виде коррозии, расслоений, вмятин, гофр и др.;

- расчеты критических размеров дефектов, при достижении которых линейные участки необходимо ремонтировать или заменять;

- обобщение и анализ поступающей в систему информации о работе нефтепровода и изменениях на земной поверхности в его районе;

- разработка комплексов алгоритмов и программ по расчетам характеристик работы трубопроводной геотехнической системы (гидравлических характеристик, остаточного ресурса и др.)

4) Функции экономического и геоэкологического анализа:

- разработка алгоритмов и программ расчета экологического ущерба от возникновения возможных аварий: оценка риска возникновения аварий и чрезвычайных ситуаций на нефтепроводе;

- разработка алгоритмов и программ расчета стоимости замены трубы на отдельных участках нефтепровода и стоимости ремонтно-восстановительных работ;

- расчеты необходимого количества электроэнергии для обеспечения надежной работы нефтепровода;

- расчеты, связанные с ведением земельного кадастра и с определением экономических показателей [25].

Применение геоинформационных систем и совмещение данных аппаратной диагностики имеет важное значение в формировании безопасности на магистральном нефтепроводе.

1.7.2 Спутниковый мониторинг трубопроводов и технология мониторинга геотехнических систем

В последние годы используется спутниковый мониторинг за коррозионным состоянием трубопроводов, в частности нефтепроводов ("Enbridge Pipeline Inc" США) [38]. Их использование особенно эффективно для коррозионного мониторинга удаленных и труднодоступных участков. Для мониторинга используются спутники, находящихся на низкой орбите. На наиболее вероятные, с точки зрения коррозионной активности, участки трассы накладывается специальная пленка, реагирующая на поступление к ней водорода в случае усиления коррозии. Изменение цвета фиксируется расположенными на земле специальными датчиками, а соответствующие сигналы передаются к спутникам, через которые поступают в главный офис компании.

Для контроля утечек применяются такие методы, как наблюдение с воздуха или обход линии, сообщения случайных очевидцев, мониторинг условий эксплуатации трубопроводов с использованием "интеллектуальной" технологии и другие; все они характеризуют той или иной степенью достоверности. Наилучший результат в определении утечек дает оптимальное сочетание этих методов [38]. Расчетный метод мониторинга утечек из трубопровода характеризуется различной сложностью в зависимости от сложности трубопроводной системы.

Мониторинг состоит из двух блоков: оперативного контроля за состояние и управления состоянием геотехнических систем. Организационно мониторинг представляется по схеме: статистика - динамика - прогноз. Он реализуется через три этапа: паспортизация объектов, стационарные исследования, моделирование и прогноз функционирования геотехнических систем при различных режимах и эксплуатации. В процессе паспортизации устанавливаются типы возможных дискомфортных ситуаций, причины и факторы, способные их вызвать, формы и масштабы проявления [66].

На втором этапе мониторинга осуществляются режимные исследования на участках прогнозируемых дискомфортных ситуаций. В их пределах осуществляется: ежегодные аэровизуальные обследования, аэрофотосъемки, тепловые инфракрасные аэросъемки, комплексные исследования. На третьем этапе осуществляется картографическое и математическое моделирование состояния и прогноз функционирования геотехнических систем при различных режимах её эксплуатации [66].

1.7.3 Система комплексного анализа надежности линейной части нефтепровода

Для предотвращения аварий на магистральных нефтепроводах и осуществления ремонтов осуществляется комплексный подход к получению, систематизации и анализу всей совокупности данных о состоянии нефтепровода: дефектах, предыдущих ремонтах, данных анализа аварий. Актуальным остается задача разработки общей методологии и создания базовой системы и анализа диагностической информации, учитывающий комплексный многофакторный характер данных о состоянии магистрального нефтепровода: данных внутритрубной диагностики инспекционными снарядами, об авариях и ремонтах, лабораторных и натуральных испытаний [1].

Оптимальный вариант диагностической системы в целом сочетает:

- средства эффективного анализа совокупности данных о состоянии магистрального нефтепровода;

- результаты комплексного материаловедческого исследования различных внешних и внутренних факторов (условий эксплуатации, степени и характера дефектности труб и сварных швов, структурного состояния металла труб);

- комплексное моделирования кинетики развития процессов разрушения линейной части магистрального нефтепровода, обеспечивающую возможность прогнозирования долговечности локальных участков нефтепровода [1].

На рисунке 1.12 приведена схема взаимосвязанного функционирования систем диагностирования и прогнозирования.

Рисунок 1.12 - Блок-схема взаимосвязанного функционирования систем диагностирования и прогнозирования

Прогнозирование аварий тесно взаимодействует с оценкой надежности. Актуальной является задача оценки эффективности трубопроводных систем с учетом конструктивно-технологических и эксплуатационных аспектов с позиций оценки показателей надежности и безопасности.

1.7.4 Надежность и безопасность нефтепроводов с технологическими и эксплуатационными повреждениями

Проблема надежности и безопасности нефтепроводов имеет комплексный характер и связана с поиском оптимальных решений экономических и инженерных задач.

Формально нефтепровод рассматривается как система из последовательно соединенных элементов труб. Надежность такой системы ограничена в пространстве и времени. Ограничения в пространстве связаны с действием масштабного фактора. Чем больше диаметр нефтепровода и чем больше его протяженность, тем выше вероятность появления критических дефектов или повреждений, способных привести к катастрофическому разрушению. Ограничения во времени связаны с неизбежным накоплением повреждений в металле труб [3]. Указанные ограничения отчетливо проявляются в статистических оценках надежности (рисунок 1.13).

Рисунок 1.13 - Статистические оценки функции надежности нефтепроводов в зависимости от их диаметра и срока эксплуатации

Как видно из представленных данных даже при небольших сроках эксплуатации нефтепроводы имеют недопустимо низкие показатели надежности. Анализ возможностей повышения надежности нефтепроводов за счет конструктивно-технологических факторов показывает, что теоретическая надежность нефтепровода равна произведению надежностей элементов [1, 3].

По данным статистического анализа дефектности сварных соединений нефтепроводов расчетная надежность нефтепровода диаметром 500 мм протяженностью 1000 км (без учета накопления повреждений) составляет 0,6-0,98. Для нефтепроводов с диаметром выше 720 мм эти значения оказываются еще ниже - 0,3-0,95. Повысить надежность нефтепроводов за счет дальнейших конструктивно-технологических ограничений дефектов и повреждений крайне сложно.

Рисунок 1.14 - Схема определения нормативной надежности, эффективной протяженности, и безопасного ресурса трубопровода

Учитывая эти обстоятельства, безопасность нефтепроводов повышается за счет ограничений масштабного фактора (диаметра, протяженности) или времени эксплуатации. На рисунке 1.14 приведена схема определения ограничений масштабного фактора. Для этого вводится комплексный показатель эффективности нефтепровода в процессе эксплуатации. В его структуре могут содержаться технико-экономические и стоимостные параметры затрат и доходов. На первой стадии при увеличении масштабного фактора эффективность нефтепровода возрастает за счет расширения числа потребителей и передачи большего числа продукта. В последствии начинается неизбежное снижение эффективности из-за возрастания потерь от аварий, затрат на диагностику и проведения ремонтных операций. Точка максимума эффективности определяет предельный уровень надежности нефтепровода и его оптимальные, с точки зрения безопасности, параметры: диаметр и протяженность. Протяженность служит основным ограничителем, а диаметр дополнительным. При уменьшении диаметра может быть увеличена допустимая протяженность нефтепровода.

Ограничения по времени носят соподчиненный характер. Они определяют безопасный ресурс нефтепровода. В качестве критерия здесь выступает нормативный уровень надежности, определяемый масштабным фактором. Надежность нефтепровода в процессе эксплуатации на любом отрезке времени не допускается ниже этой нормы. Исходя из этого, получается допустимый ресурс. Эксплуатация нефтепровода за пределами ресурса без проведения полной диагностики и необходимой реконструкции считается недопустимой [38].

Изложенная схема дает основания для системного решения экономических и инженерных задач безопасной эксплуатации нефтепроводных систем. Ограничения по протяженности, диаметру и времени эксплуатации нефтепровода являются неизбежными и объективно обусловленными. Расширение этих ограничений осуществляется только на базе принципиально иных конструктивно-технологических схем нефтепроводов.

Так же для обеспечения экологической и промышленной безопасности магистрального нефтепровода необходимо внедрение новых технологий. С этой целью проведем анализ патентной литературы в области технической диагностики состояния трубопроводов.

1.8 Анализ патентной литературы в области технической диагностики состояния трубопроводов

Одной из важнейших проблем трубопроводного транспорта является сохранение нормального состояния линейной части магистральных трубопроводов, т.е. заблаговременное нахождение дефекта на трубопроводе и устранение его. Совершенно очевидно, что вскрытие трубопровода для его непосредственного визуального обследования экономически неоправданно. К тому же обследовать можно только внешнюю поверхность трубопровода. Поэтому появляется необходимость в диагностике трубопровода без его вскрытия и остановки перекачки. Эта проблема решается с помощью технической диагностики.

Целью технической диагностики являются определение возможности и условий дальнейшей эксплуатации диагностируемого оборудования и в конечном итоге повышение промышленной и экологической безопасности [37].

Задачами технической диагностики, которые необходимо решить для достижения поставленной цели, являются:

-обнаружение дефектов и несоответствий, установление причин их появления и на этой основе определение технического состояния трубопровода;

-прогнозирование технического состояния и остаточного ресурса (определение с заданной вероятностью интервала времени, в течение которого сохранится работоспособное состояние трубопровода).

В настоящее время используются запатентованные способы диагностики состояния трубопроводов, приведенные в таблице 1.7.

Таблица 1.7 - Запатентованные способы диагностики состояния трубопроводов

Все рассмотренные запатентованные способы диагностики состояния магистральных трубопроводов способны повысить экологическую и промышленную безопасность [37].

В случаях, когда рассмотренные методы и способы по предупреждению ЧС оказываются недостаточными и возникает авария, приводящая к ЧС, на МНП, необходимо выполнять аварийно-спасательные и другие неотложные работы (АСДНР), для чего рассмотрим основные принципы и требования к планированию АСДНР при аварии на объектах хранения и транспортировки нефти.

• 1.9 Основные принципы и требования к планированию аварийно спасательных и других неотложных работ при ЧС на МНП

При планировании ведения АСДНР для ликвидации аварии с разливом нефти и уменьшения последствий необходимо:

- заблаговременно спрогнозировать и оценить возможную обстановку;

- выбрать технологию ведения АСДНР;

- рассчитать количество потребных сил и средств;

- организовать взаимодействие между подразделениями;

- предусмотреть аттестацию формирования на право ведения специализированных АСДНР.

При получении сообщения об обнаружении аварии для оперативного реагирования на чрезвычайную ситуацию начальник ЛПДС посылает оперативную группу, которая производит разведку и рекогносцировку [58].

По прибытии представителей служб, функциональных звеньев РСЧС создается штаб руководства АСДНР из числа представителей (руководителей) сил, участвующих в проведении АСДНР. Определяется место работы штаба, порядок представления донесений и взаимодействия по обмену информацией.

Руководителю АСДНР подчиняются все подразделения, участвующие в ликвидации последствий аварии. Он несет ответственность за организацию и проведение АСДНР, безопасность людей, участвующих в АСДНР[58].

При ликвидации ЧС на МНП проведение АСДНР имеет особенности, рассмотрим их ниже.

1.9.1 Особенности проведения аварийно-спасательных работ при ликвидации аварии с разливом нефти

Трудности проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации последствий аварии с разливом нефти заключаются в том, что:

- магистральные нефтепроводы пролегают под землей на глубине равной или меньше толщины промерзания почвы в зависимости от рельефа местности;

- нефть заливает и скрывает места повреждений;

- затрудняется передвижение людей и техники у места аварии;

- загрязняется местность, люди и техника;

- ограничено применение эффективных средств ликвидации ЧС с потенциальными источниками зажигания (резка и сварка, взрывная техника, техника с двигателями внутреннего сгорания, электрооборудование) вследствие пожароопасности обстановки[51].

В результате возникающих затруднений возрастает время ликвидации ЧС, увеличивается прямой и косвенный ущерб (затраты на ремонтные работы, увеличение периода сокращенного производства).

А при возникновении пожара ликвидация ЧС должна основываться, преимущественно, на механических способах: ликвидация пожара, локализации разлива, механическом сборе разлившейся нефти, использовании сорбирующих материалов многоразового использования [16, 46].

1.9.2 Порядок проведения аварийно-спасательных и других неотложных работ при ликвидации аварии с разливом нефти

Все аварийно-спасательные и другие неотложные работы при ликвидации аварии с разливом нефти должны выполняться в строгой последовательности для обеспечения выполнения работ в минимальные сроки и в полном объеме.

Мероприятия по ликвидации ЧС с разливом нефти:

- разведка, установление границ опасной зоны, информирование населения;

- спасательные работы при необходимости, оказание первой медицинской помощи (ПМП), эвакуация, жизнеобеспечение населения, МТО формирований;

- локализация и ликвидация пожара при его наличии, предупреждение его возникновения;

- локализация разлива;

- сбор нефти, сбор нефти с поверхности воды при попадании ее в водные объекты, установка боновых заграждений;

- ремонт поврежденного нефтепровода;

- срезание загрязненного грунта;

- вывоз загрязненного грунта;

- ввоз чистого грунта, выравнивание грунта;

- возвращение населения, вывод формирований.

Для успешного проведения АСДНР необходимо обеспечение эффективного использования сил и средств различного предназначения, т.е. организация управления ликвидацией ЧС [49].

1.10 Организация управления ликвидацией ЧС, вызванной аварией с разливом нефти

Управление ликвидации ЧС, вызванной аварией с разливом нефти заключается в целенаправленной деятельности органов управления по развитию и совершенствованию мероприятий по локализации и ликвидации ЧС, а также мероприятий по поддержанию территориальных и функциональных подсистем в готовности и практическому их пополнению в повседневной деятельности при угрозе или возникновении опасности разгерметизации трубопровода и выхода нефти на поверхность.

Главной целью управления ликвидацией ЧС является обеспечение эффективного использования сил и средств различного предназначения, в результате чего работы в зонах ЧС должны быть выполнены в полном объеме, в кратчайшие сроки, с минимальными потерями населения и материальных средств [44]. Оперативность, устойчивость и непрерывность управления обеспечивается:

- максимальным приближением управления в повседневных условиях к управлению при возникновении, угрозе возникновения и ликвидации ЧС;

- заблаговременным созданием во всех звеньях управления запасных и основных пунктов управления;

- оснащением пунктов управления средствами связи и оповещения;

- сопряжением средств связи и систем оповещения РСЧС с соответствующими системами оповещения Министерства обороны и МВД;

- заблаговременной подготовкой дублирующих органов управления;

- заблаговременной разработкой со своевременным осуществлением мероприятий по восстановлению нарушенного управления.

Организация связи и оповещения осуществляется в соответствии с постановлением Совета Министров Правительства РФ от 1 марта 1993 года № 178 "О создании локальных систем оповещения в районах размещения потенциально опасных объектов".

Рассмотрим основные мероприятия, проводимые органами управления и силами при возникновении разливов нефти:

- оповещение органов управления и сил, порядок доведения информации о факте разлива нефти;

- оценка объемов разлива нефти, определение границ зоны разлива и его влияния на природные и производственные объекты;

- прогнозирование возможных последствий аварии с разливом нефти;

- принятие решения о локализации разлива нефти;

- выдвижение сил и средств в зону разлива;

- мероприятия по защите населения (при необходимости);

- мероприятия по локализации разлива нефти;

- контроль за состоянием окружающей природной среды в районе разлива нефти и обстановкой на аварийном объекте, осуществляющем транспортировку нефти, и на прилегающей к нему территории [44].

Так же эффективность проведения АСДНР зависит от организации обеспечения их ведения.

1.11 Основы организации материально-технического обеспечения подразделений, привлекаемых для ликвидации последствий чрезвычайной ситуации